EP3970833A1 - Control of an installation for treatment by membrane permeation - Google Patents

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EP3970833A1
EP3970833A1 EP21193734.7A EP21193734A EP3970833A1 EP 3970833 A1 EP3970833 A1 EP 3970833A1 EP 21193734 A EP21193734 A EP 21193734A EP 3970833 A1 EP3970833 A1 EP 3970833A1
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EP
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retentate
permeate
pressure
installation
adjusting
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Application number
EP21193734.7A
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Inventor
Solène VALENTIN
François BARRAUD
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Air Liquide SA
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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Air Liquide SA
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • B01D53/225—Multiple stage diffusion
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/05—Biogas
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
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    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
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    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel

Definitions

  • the present invention relates to an installation for treatment by membrane permeation of a gas stream containing at least methane and carbon dioxide to produce a gas stream rich in methane - whose methane content is in accordance with the needs of its use and to a method for controlling such an installation.
  • It relates in particular to the purification of biogas, with the aim of producing biomethane in accordance with the specifications for injection into a natural gas network.
  • Biogas is the gas produced during the degradation of organic matter in the absence of oxygen (anaerobic fermentation) also called methanization. It can be a natural degradation - it can thus be observed in marshes or household waste dumps - but the production of biogas can also result from the methanization of waste in a dedicated reactor, called a methanizer or digester.
  • Biogas mainly contains methane (CH4) and carbon dioxide (CO2) in varying proportions depending on the method of production but also, in smaller proportions, water, nitrogen, hydrogen sulphide, oxygen, as well as other organic compounds, in trace amounts.
  • CH4 methane
  • CO2 carbon dioxide
  • biogas contains, on dry gas, 30 to 75% methane, 15 to 60% CO2, 0 to 15% nitrogen, 0 to 5% oxygen and trace compounds.
  • Biogas is recovered in different ways. It can, after light treatment, be recovered near the production site to provide heat, electricity or a mixture of the two (cogeneration); the high carbon dioxide content reduces its calorific value, increases compression and transport costs and limits the economic interest of its recovery for this local use.
  • a further purification of the biogas allows its wider use, in particular, a further purification of the biogas makes it possible to obtain a biogas purified to the specifications of natural gas and which can be substituted for it; the biogas thus purified is “biomethane”.
  • Biomethane thus complements natural gas resources with a part renewable produced in the heart of the territories; it can be used for exactly the same uses as natural gas of fossil origin. It can supply a natural gas network, a filling station for vehicles, it can also be liquefied to be stored in the form of liquid natural gas (LNG)...
  • Biomethane recovery methods are determined according to local contexts: local energy needs, possibilities of recovery as biomethane fuel, existence near natural gas distribution or transport networks in particular. Creating synergies between the different actors working in a territory (farmers, industrialists, public authorities), the production of biomethane helps the territories to acquire greater energy autonomy.
  • a first step consists in compressing the biogas which has been produced and transported at atmospheric pressure, this compression can be obtained - in a conventional way - via a compressor.
  • the following steps aim to rid the biogas of corrosive components such as hydrogen sulphide and volatile organic compounds (VOC).
  • VOC volatile organic compounds
  • the technologies used are conventionally pressure swing adsorption (PSA) and trapping on activated carbon. Then comes the stage which consists in separating the carbon dioxide to ultimately dispose of methane at the purity required for its subsequent use.
  • Carbon dioxide is a contaminant typically present in natural gas that it is common to have to get rid of.
  • membrane technology is particularly efficient when the CO2 content is high; it is therefore to separate the CO2 present in the biogas, coming from landfill gas or plant or animal waste digesters.
  • the gas separation membrane processes used for the purification of a gas must allow the production of a gas of the required quality, for a low cost, while minimizing the losses of the gas to be recovered.
  • the separation carried out is mainly a CH4/CO2 separation, which should allow the production of a gas containing, depending on its use, more than 85% of CH4, preferably more than 95% of CH4, more preferably more than 97.5% of CH4, while minimizing the losses of CH4 in the waste gas and the cost of purification, the latter being largely linked to the electrical consumption of the gas compression device upstream of the membranes.
  • FIG. 1 represents an installation according to the invention.

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Abstract

Installation pour le traitement par perméation membranaire d'un flux gazeux d'alimentation comprenant au moins du méthane et du dioxyde de carbone, ladite installation comprenant au moins trois unités de séparation membranaire, un moyen d'ajustement de la pression du flux gazeux d'alimentation en fonction de la concentration en méthane mesurée dans le deuxième rétentat et un moyen d'ajustement de la pression du premier perméat en fonction de la concentration en méthane dans le troisième perméat.Installation for the treatment by membrane permeation of a gaseous feed stream comprising at least methane and carbon dioxide, said installation comprising at least three membrane separation units, means for adjusting the pressure of the gaseous flow of feed according to the methane concentration measured in the second retentate and a means for adjusting the pressure of the first permeate according to the methane concentration in the third permeate.

Description

La présente invention est relative à une installation de traitement par perméation membranaire d'un courant gazeux contenant au moins du méthane et du dioxyde de carbone pour produire un courant gazeux riche en méthane - dont la teneur en méthane est conforme aux besoins de son utilisation et à un procédé de commande d'une telle installation.The present invention relates to an installation for treatment by membrane permeation of a gas stream containing at least methane and carbon dioxide to produce a gas stream rich in methane - whose methane content is in accordance with the needs of its use and to a method for controlling such an installation.

Elle concerne en particulier l'épuration de biogaz, dans le but de produire du biométhane conforme aux spécifications pour injection dans un réseau de gaz naturel.It relates in particular to the purification of biogas, with the aim of producing biomethane in accordance with the specifications for injection into a natural gas network.

Le biogaz est le gaz produit lors de la dégradation de matières organiques en l'absence d'oxygène (fermentation anaérobie) encore appelée méthanisation. Il peut s'agir d'une dégradation naturelle - on l'observe ainsi dans les marais ou les décharges d'ordures ménagères - mais la production de biogaz peut aussi résulter de la méthanisation de déchets dans un réacteur dédié, appelé méthaniseur ou digesteur.Biogas is the gas produced during the degradation of organic matter in the absence of oxygen (anaerobic fermentation) also called methanization. It can be a natural degradation - it can thus be observed in marshes or household waste dumps - but the production of biogas can also result from the methanization of waste in a dedicated reactor, called a methanizer or digester.

De par ses constituants principaux - méthane et dioxyde de carbone - le biogaz est un puissant gaz à effet de serre ; il constitue aussi, parallèlement, une source d'énergie renouvelable appréciable dans un contexte de raréfaction des énergies fossiles.Due to its main constituents - methane and carbon dioxide - biogas is a powerful greenhouse gas; it also constitutes, at the same time, an appreciable source of renewable energy in a context of scarcity of fossil fuels.

Le biogaz contient majoritairement du méthane (CH4) et du dioxyde de carbone (CO2) dans des proportions variables en fonction du mode d'obtention mais également, en moindres proportions de l'eau, de l'azote, de l'hydrogène sulfuré, de l'oxygène, ainsi que des composés organiques autres, à l'état de traces.Biogas mainly contains methane (CH4) and carbon dioxide (CO2) in varying proportions depending on the method of production but also, in smaller proportions, water, nitrogen, hydrogen sulphide, oxygen, as well as other organic compounds, in trace amounts.

Selon les matières organiques dégradées et les techniques utilisées, les proportions des composants diffèrent, mais en moyenne le biogaz comporte, sur gaz sec, de 30 à 75% de méthane, de 15 à 60% de CO2, de 0 à 15% d'azote, de 0 à 5% d'oxygène et des composés traces.Depending on the organic matter degraded and the techniques used, the proportions of the components differ, but on average biogas contains, on dry gas, 30 to 75% methane, 15 to 60% CO2, 0 to 15% nitrogen, 0 to 5% oxygen and trace compounds.

Le biogaz est valorisé de différentes manières. Il peut, après un traitement léger, être valorisé à proximité du site de production pour fournir de la chaleur, de l'électricité ou un mélange des deux (la cogénération); la teneur importante en dioxyde de carbone réduit son pouvoir calorifique, augmente les coûts de compression et de transport et limite l'intérêt économique de sa valorisation à cette utilisation de proximité.Biogas is recovered in different ways. It can, after light treatment, be recovered near the production site to provide heat, electricity or a mixture of the two (cogeneration); the high carbon dioxide content reduces its calorific value, increases compression and transport costs and limits the economic interest of its recovery for this local use.

Une purification plus poussée du biogaz permet sa plus large utilisation, en particulier, une purification poussée du biogaz permet d'obtenir un biogaz épuré aux spécifications du gaz naturel et qui pourra lui être substitué ; le biogaz ainsi purifié est le « biométhane ». Le biométhane complète ainsi les ressources de gaz naturel avec une partie renouvelable produite au coeur des territoires; il est utilisable pour exactement les mêmes usages que le gaz naturel d'origine fossile. Il peut alimenter un réseau de gaz naturel, une station de remplissage pour véhicules, il peut aussi être liquéfié pour être stocké sous forme de gaz naturel liquide (GNL)...A further purification of the biogas allows its wider use, in particular, a further purification of the biogas makes it possible to obtain a biogas purified to the specifications of natural gas and which can be substituted for it; the biogas thus purified is “biomethane”. Biomethane thus complements natural gas resources with a part renewable produced in the heart of the territories; it can be used for exactly the same uses as natural gas of fossil origin. It can supply a natural gas network, a filling station for vehicles, it can also be liquefied to be stored in the form of liquid natural gas (LNG)...

Les modes de valorisation du biométhane sont déterminés en fonction des contextes locaux : besoins énergétiques locaux, possibilités de valorisation en tant que biométhane carburant, existence à proximité de réseaux de distribution ou de transport de gaz naturel notamment. Créant des synergies entre les différents acteurs oeuvrant sur un territoire (agriculteurs, industriels, pouvoirs publics), la production de biométhane aide les territoires à acquérir une plus grande autonomie énergétique.Biomethane recovery methods are determined according to local contexts: local energy needs, possibilities of recovery as biomethane fuel, existence near natural gas distribution or transport networks in particular. Creating synergies between the different actors working in a territory (farmers, industrialists, public authorities), the production of biomethane helps the territories to acquire greater energy autonomy.

Plusieurs étapes doivent être franchies entre la collecte du biogaz et l'obtention du biométhane, produit final apte à être comprimé ou liquéfié.Several steps must be taken between the collection of biogas and the production of biomethane, the final product capable of being compressed or liquefied.

En particulier, plusieurs étapes sont nécessaires avant le traitement qui vise à séparer le dioxyde de carbone pour produire un courant de méthane purifié. Une première étape consiste à comprimer le biogaz qui a été produit et acheminé à pression atmosphérique, cette compression peut être obtenue - de façon classique - via un compresseur. Les étapes suivantes visent à débarrasser le biogaz des composants corrosifs que sont le sulfure d'hydrogène et les composés organiques volatils (COV), les technologies utilisées sont de façon classique l'adsorption à pression modulée (PSA) et le piégeage sur charbon actif. Vient ensuite l'étape qui consiste à séparer le dioxyde de carbone pour disposer in fine de méthane à la pureté requise pour son usage ultérieur.In particular, several steps are necessary before the treatment which aims to separate the carbon dioxide to produce a stream of purified methane. A first step consists in compressing the biogas which has been produced and transported at atmospheric pressure, this compression can be obtained - in a conventional way - via a compressor. The following steps aim to rid the biogas of corrosive components such as hydrogen sulphide and volatile organic compounds (VOC). The technologies used are conventionally pressure swing adsorption (PSA) and trapping on activated carbon. Then comes the stage which consists in separating the carbon dioxide to ultimately dispose of methane at the purity required for its subsequent use.

Le dioxyde de carbone est un contaminant typiquement présent dans le gaz naturel dont il est courant de devoir le débarrasser. Des technologies variées sont utilisées pour cela en fonction des situations ; parmi celles-ci, la technologie membranaire est particulièrement performante lorsque la teneur en CO2 est élevée ; elle est donc pour séparer le CO2 présent dans le biogaz, provenant des gaz de décharge ou des digesteurs de déchets végétaux ou animaux.Carbon dioxide is a contaminant typically present in natural gas that it is common to have to get rid of. Various technologies are used for this depending on the situation; among these, membrane technology is particularly efficient when the CO2 content is high; it is therefore to separate the CO2 present in the biogas, coming from landfill gas or plant or animal waste digesters.

Les procédés membranaires de séparation de gaz utilisés pour la purification d'un gaz, qu'ils utilisent un ou plusieurs étages de membranes doivent permettre la production d'un gaz à la qualité requise, pour un faible coût, tout en minimisant les pertes du gaz que l'on souhaite valoriser. Ainsi, dans le cas de l'épuration du biogaz, la séparation effectuée est principalement une séparation CH4/CO2, devant permettre la production d'un gaz contenant en fonction de son utilisation plus de 85% de CH4, de préférence plus de 95% de CH4, plus préférentiellement plus de 97,5% de CH4, tout en minimisant les pertes de CH4 dans le gaz résiduaire et le coût d'épuration, ce dernier étant pour une part importante lié à la consommation électrique du dispositif de compression du gaz en amont des membranes.The gas separation membrane processes used for the purification of a gas, whether they use one or more stages of membranes, must allow the production of a gas of the required quality, for a low cost, while minimizing the losses of the gas to be recovered. Thus, in the case of biogas purification, the separation carried out is mainly a CH4/CO2 separation, which should allow the production of a gas containing, depending on its use, more than 85% of CH4, preferably more than 95% of CH4, more preferably more than 97.5% of CH4, while minimizing the losses of CH4 in the waste gas and the cost of purification, the latter being largely linked to the electrical consumption of the gas compression device upstream of the membranes.

Partant de là, un problème qui se pose est de fournir une installation améliorée de traitement par perméation membranaire d'un courant gazeux contenant au moins du méthane et du dioxyde de carbone.Starting from this, a problem which arises is to provide an improved installation for treatment by membrane permeation of a gas stream containing at least methane and carbon dioxide.

Une solution de la présente invention est une installation pour le traitement par perméation membranaire d'un flux gazeux d'alimentation comprenant au moins du méthane et du dioxyde de carbone, ladite installation comprenant:

  • une première unité de séparation par membrane M1 apte à recevoir le flux gazeux d'alimentation 1 et à fournir un premier perméat 2 et un premier rétentat 3,
  • une seconde unité de séparation par membrane M2 apte à recevoir le premier rétentat 3 et à fournir un second perméat 4 et un second rétentat 5,
  • une troisième unité de séparation par membrane M3 apte à recevoir le premier perméat 2 et à fournir un troisième perméat 6 et un troisième rétentat 7,
  • au moins un premier moyen de mesure de la concentration en méthane dans le deuxième rétentat 5,
  • au moins un premier moyen de comparaison de la concentration en méthane mesurée par le premier moyen de mesure avec une première valeur cible
  • au moins un premier moyen de détermination d'une première valeur consigne 10 de la pression du flux gazeux d'alimentation en fonction du premier moyen de comparaison,
  • au moins un premier moyen d'ajustement de la pression du flux gazeux d'alimentation mettant en œuvre un moyen d'ajustement 11 de la pression du deuxième rétentat,
  • au moins un deuxième moyen de mesure de la concentration en méthane dans le troisième perméat 6,
  • au moins un deuxième moyen de comparaison de la concentration en méthane mesurée par le deuxième moyen de mesure avec une deuxième valeur cible
  • au moins un deuxième moyen de détermination d'une deuxième valeur consigne 8 de la pression du premier perméat en fonction du deuxième moyen de comparaison et
  • au moins un deuxième moyen d'ajustement de la pression du premier perméat mettant en œuvre un moyen d'ajustement 9 de la pression du troisième rétentat ,
avec chaque unité de séparation par membrane comprenant au moins une membrane plus perméable au dioxyde de carbone qu'au méthane.A solution of the present invention is an installation for the treatment by membrane permeation of a feed gas stream comprising at least methane and carbon dioxide, said installation comprising:
  • a first membrane separation unit M1 capable of receiving the feed gas stream 1 and of supplying a first permeate 2 and a first retentate 3,
  • a second membrane separation unit M2 able to receive the first retentate 3 and to supply a second permeate 4 and a second retentate 5,
  • a third membrane separation unit M3 able to receive the first permeate 2 and to supply a third permeate 6 and a third retentate 7,
  • at least one first means for measuring the methane concentration in the second retentate 5,
  • at least one first means for comparing the methane concentration measured by the first measuring means with a first target value
  • at least one first means for determining a first set point value 10 of the pressure of the gaseous feed stream as a function of the first comparison means,
  • at least one first means for adjusting the pressure of the gaseous feed stream implementing means 11 for adjusting the pressure of the second retentate,
  • at least one second means for measuring the methane concentration in the third permeate 6,
  • at least one second means for comparing the methane concentration measured by the second measuring means with a second target value
  • at least one second means for determining a second set point value 8 of the pressure of the first permeate as a function of the second comparison means and
  • at least one second means for adjusting the pressure of the first permeate implementing means 9 for adjusting the pressure of the third retentate,
with each membrane separation unit comprising at least one membrane more permeable to carbon dioxide than to methane.

[Fig. 1] représente une installation selon l'invention.[ Fig. 1 ] represents an installation according to the invention.

Selon le cas, l'installation selon l'invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci-dessous :

  • l'installation comprend une quatrième unité de séparation par membrane M4 apte à recevoir le troisième rétentat 7 et à fournir un quatrième perméat 12 et un quatrième rétentat 13,
  • le deuxième moyen de mesure est apte à mesurer la concentration en méthane dans le troisième perméat 6 et/ou dans le quatrième perméat 12,
  • le moyen d'ajustement 11 de la pression du deuxième rétentat et le moyen d'ajustement 9 de la pression du troisième rétentat comprennent au moins une vanne.
  • L'installation comprend un compresseur 14 permettant de comprimer le flux gazeux d'alimentation 1,
  • Le troisième rétentat 7 et/ou le quatrième rétentat 13 sont recyclés dans le flux gazeux d'alimentation 1 en amont du compresseur 14 ou dans le compresseur 14,
  • les membranes utilisées dans une même unité de séparation ont la même sélectivité.
  • Au moins une unité de séparation par membrane utilise une membrane de sélectivité différente de la sélectivité des membranes des autres unités de séparation par membrane.
Depending on the case, the installation according to the invention may have one or more of the characteristics below:
  • the installation comprises a fourth membrane separation unit M4 able to receive the third retentate 7 and to supply a fourth permeate 12 and a fourth retentate 13,
  • the second measuring means is capable of measuring the methane concentration in the third permeate 6 and/or in the fourth permeate 12,
  • the means 11 for adjusting the pressure of the second retentate and the means 9 for adjusting the pressure of the third retentate comprise at least one valve.
  • The installation comprises a compressor 14 making it possible to compress the gaseous feed stream 1,
  • The third retentate 7 and/or the fourth retentate 13 are recycled in the supply gas stream 1 upstream of the compressor 14 or in the compressor 14,
  • the membranes used in the same separation unit have the same selectivity.
  • At least one membrane separation unit uses a membrane of selectivity different from the selectivity of the membranes of the other membrane separation units.

La présente invention a également pour objet un procédé de commande d'une installation telle que définie précédemment, comprenant les étapes suivantes :

  • une première étape de mesure de la concentration en CH4 dans le deuxième rétentat 5,
  • une première étape de comparaison de cette mesure avec une première valeur cible, et de détermination de l'écart par rapport à cette première valeur cible, et
  • une première étape de détermination d'une première valeur consigne 10 de la pression du flux d'alimentation en fonction de l'écart par rapport à la première valeur cible, et
  • une première étape d'ajustement de la pression du flux d'alimentation en fonction de la première valeur consigne par ouverture ou fermeture d'une vanne 11 sur le deuxième rétentat 5,
  • une deuxième étape de mesure de la concentration en CH4 dans le troisième perméat 6,
  • une deuxième étape de comparaison de cette mesure avec une deuxième valeur cible, et de détermination de l'écart par rapport à cette deuxième valeur cible,
  • une deuxième étape de détermination d'une deuxième valeur consigne 8 de la pression du premier perméat 2 en fonction de l'écart par rapport à la deuxième valeur cible, et
  • une deuxième étape d'ajustement de la pression du premier perméat 2 en fonction de la deuxième valeur consigne par ouverture ou fermeture d'une vanne 9 sur le troisième rétentat 7.
The present invention also relates to a method for controlling an installation as defined above, comprising the following steps:
  • a first step of measuring the CH4 concentration in the second retentate 5,
  • a first step of comparing this measurement with a first target value, and determining the deviation from this first target value, and
  • a first step of determining a first set point value 10 of the pressure of the feed stream as a function of the deviation from the first target value, and
  • a first step of adjusting the pressure of the feed stream according to the first set value by opening or closing a valve 11 on the second retentate 5,
  • a second step of measuring the CH4 concentration in the third permeate 6,
  • a second step of comparing this measurement with a second target value, and determining the deviation from this second target value,
  • a second step of determining a second setpoint value 8 of the pressure of the first permeate 2 as a function of the deviation from the second target value, and
  • a second step of adjusting the pressure of the first permeate 2 according to the second set value by opening or closing a valve 9 on the third retentate 7.

Selon le cas, le procédé selon l'invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci-dessous :

  • les vannes 9 et 11 sont des vannes de coupure et de mise en pression progressive.
  • l'installation comprend une quatrième unité de séparation membranaire M4 apte à recevoir le troisième rétentat 7 et à fournir un quatrième perméat 12 et un quatrième rétentat 13 et ledit procédé comprend dans la deuxième étape une mesure de la concentration en CH4 dans le mélange du troisième perméat et du quatrième perméat,
  • le flux gazeux d'alimentation est du biogaz,
  • les étapes de comparaison, les étapes de détermination de valeurs consignes et les étapes d'ajustement sont réalisées manuellement,
  • les étapes de comparaison, les étapes de détermination de valeurs consignes et les étapes d'ajustement sont réalisées automatiquement par des moyens de transmission de données et de traitement de données.
Depending on the case, the method according to the invention may have one or more of the characteristics below:
  • valves 9 and 11 are cut-off and progressive pressurization valves.
  • the installation comprises a fourth membrane separation unit M4 capable of receiving the third retentate 7 and of supplying a fourth permeate 12 and a fourth retentate 13 and said method comprises in the second step a measurement of the CH4 concentration in the mixture of the third permeate and the fourth permeate,
  • the feed gas stream is biogas,
  • the comparison steps, the steps for determining setpoint values and the adjustment steps are carried out manually,
  • the comparison steps, the setpoint value determination steps and the adjustment steps are carried out automatically by data transmission and data processing means.

Claims (14)

Installation pour le traitement par perméation membranaire d'un flux gazeux d'alimentation comprenant au moins du méthane et du dioxyde de carbone, ladite installation comprenant: • une première unité de séparation par membrane (M1) apte à recevoir le flux gazeux d'alimentation (1) et à fournir un premier perméat (2) et un premier rétentat (3), • une seconde unité de séparation par membrane (M2) apte à recevoir le premier rétentat (3) et à fournir un second perméat (4) et un second rétentat (5), • une troisième unité de séparation par membrane (M3) apte à recevoir le premier perméat (2) et à fournir un troisième perméat (6) et un troisième rétentat (7), • au moins un premier moyen de mesure de la concentration en méthane dans le deuxième rétentat (5), • au moins un premier moyen de comparaison de la concentration en méthane mesurée par le premier moyen de mesure avec une première valeur cible • au moins un premier moyen de détermination d'une première valeur consigne (10) de la pression du flux gazeux d'alimentation en fonction du premier moyen de comparaison, • au moins un premier moyen d'ajustement de la pression du flux gazeux d'alimentation mettant en œuvre un moyen d'ajustement (11) de la pression du deuxième rétentat, • au moins un deuxième moyen de mesure de la concentration en méthane dans le troisième perméat (6), • au moins un deuxième moyen de comparaison de la concentration en méthane mesurée par le deuxième moyen de mesure avec une deuxième valeur cible • au moins un deuxième moyen de détermination d'une deuxième valeur consigne (8) de la pression du premier perméat en fonction du deuxième moyen de comparaison et • au moins un deuxième moyen d'ajustement de la pression du premier perméat mettant en œuvre un moyen d'ajustement (9) de la pression du troisième rétentat , avec chaque unité de séparation par membrane comprenant au moins une membrane plus perméable au dioxyde de carbone qu'au méthane. Installation for the treatment by membrane permeation of a gaseous feed stream comprising at least methane and carbon dioxide, said installation comprising: • a first membrane separation unit (M1) able to receive the gaseous supply stream (1) and to supply a first permeate (2) and a first retentate (3), • a second membrane separation unit (M2) able to receive the first retentate (3) and to supply a second permeate (4) and a second retentate (5), • a third membrane separation unit (M3) able to receive the first permeate (2) and to supply a third permeate (6) and a third retentate (7), • at least a first means for measuring the methane concentration in the second retentate (5), • at least one first means for comparing the methane concentration measured by the first measuring means with a first target value • at least one first means for determining a first setpoint value (10) of the pressure of the gaseous supply flow as a function of the first means of comparison, • at least one first means for adjusting the pressure of the gaseous feed stream implementing means (11) for adjusting the pressure of the second retentate, • at least a second means of measuring the methane concentration in the third permeate (6), • at least one second means for comparing the methane concentration measured by the second measuring means with a second target value • at least one second means for determining a second set value (8) of the pressure of the first permeate as a function of the second means of comparison and • at least one second means for adjusting the pressure of the first permeate implementing a means for adjusting (9) the pressure of the third retentate, with each membrane separation unit comprising at least one membrane more permeable to carbon dioxide carbon than to methane. Installation selon la revendication 1, caractérisée en ce qu'elle comprend une quatrième unité de séparation par membrane (M4) apte à recevoir le troisième rétentat (7) et à fournir un quatrième perméat (12) et un quatrième rétentat (13).Installation according to Claim 1, characterized in that it comprises a fourth membrane separation unit (M4) able to receive the third retentate (7) and to supply a fourth permeate (12) and a fourth retentate (13). Installation selon la revendication 2, caractérisée en ce que le deuxième moyen de mesure est apte à mesurer la concentration en méthane dans le troisième perméat (6) et/ou dans le quatrième perméat (12).Installation according to Claim 2, characterized in that the second measuring means is able to measure the methane concentration in the third permeate (6) and/or in the fourth permeate (12). Installation selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que le moyen d'ajustement (11) de la pression du deuxième rétentat et le moyen d'ajustement (9) de la pression du troisième rétentat comprennent au moins une vanne.Installation according to one of Claims 1 to 3, characterized in that the means (11) for adjusting the pressure of the second retentate and the means (9) for adjusting the pressure of the third retentate comprise at least one valve. Installation selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce qu'elle comprend un compresseur (14) permettant de comprimer le flux gazeux d'alimentation (1).Installation according to one of Claims 1 to 4, characterized in that it comprises a compressor (14) making it possible to compress the gaseous feed stream (1). Installation selon la revendication 5, caractérisée en ce que le troisième rétentat (7) et/ou le quatrième rétentat (13) sont recyclés dans le flux gazeux d'alimentation (1) en amont du compresseur (14) ou dans le compresseur (14).Installation according to Claim 5, characterized in that the third retentate (7) and/or the fourth retentate (13) are recycled in the gaseous feed stream (1) upstream of the compressor (14) or in the compressor (14 ). Installation selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisée en ce que les membranes utilisées dans une même unité de séparation ont la même sélectivité.Installation according to one of Claims 1 to 6, characterized in that the membranes used in the same separation unit have the same selectivity. Installation selon l'un des revendications 1 à 6, caractérisée en ce qu'au moins une unité de séparation par membrane utilise une membrane de sélectivité différente de la sélectivité des membranes des autres unités de séparation par membrane.Installation according to one of Claims 1 to 6, characterized in that at least one membrane separation unit uses a membrane of selectivity different from the selectivity of the membranes of the other membrane separation units. Procédé de commande d'une installation telle que définie dans l'une des revendications 1 à 8, comprenant les étapes suivantes : • une première étape de mesure de la concentration en CH4 dans le deuxième rétentat (5), • une première étape de comparaison de cette mesure avec une première valeur cible, et de détermination de l'écart par rapport à cette première valeur cible, et • une première étape de détermination d'une première valeur consigne (10) de la pression du flux d'alimentation en fonction de l'écart par rapport à la première valeur cible, • une première étape d'ajustement de la pression du flux d'alimentation en fonction de la première valeur consigne par ouverture ou fermeture d'une vanne (11) sur le deuxième rétentat (5). • une deuxième étape de mesure de la concentration en CH4 dans le troisième perméat (6), • une deuxième étape de comparaison de cette mesure avec une deuxième valeur cible, et de détermination de l'écart par rapport à cette deuxième valeur cible, • une deuxième étape de détermination d'une deuxième valeur consigne (8) de la pression du premier perméat (2) en fonction de l'écart par rapport à la deuxième valeur cible, et • une deuxième étape d'ajustement de la pression du premier perméat (2) en fonction de la deuxième valeur consigne par ouverture ou fermeture d'une vanne (9) sur le troisième rétentat (7). Method for controlling an installation as defined in one of Claims 1 to 8, comprising the following steps: • a first step for measuring the CH4 concentration in the second retentate (5), • a first step of comparing this measurement with a first target value, and determining the deviation from this first target value, and • a first step of determining a first setpoint value (10) of the pressure of the feed stream as a function of the deviation from the first target value, • a first step of adjusting the pressure of the feed stream according to the first set value by opening or closing a valve (11) on the second retentate (5). • a second step for measuring the CH4 concentration in the third permeate (6), • a second step of comparing this measurement with a second target value, and determining the deviation from this second target value, • a second step of determining a second setpoint value (8) of the pressure of the first permeate (2) as a function of the deviation from the second target value, and • a second step of adjusting the pressure of the first permeate (2) according to the second set value by opening or closing a valve (9) on the third retentate (7). Procédé de commande selon la revendication 9, caractérisé en ce que les vannes (9) et (11) sont des vannes de coupure et de mise en pression progressive.Control method according to Claim 9, characterized in that the valves (9) and (11) are shut-off and progressive pressurization valves. Procédé de commande selon l'une des revendications 9 ou 10, caractérisé en ce que l'installation comprend une quatrième unité de séparation membranaire (M4) apte à recevoir le troisième rétentat (7) et à fournir un quatrième perméat (12) et un quatrième rétentat (13) et ledit procédé comprend dans la deuxième étape une mesure de la concentration en CH4 dans le mélange du troisième perméat et du quatrième perméat.Control method according to one of Claims 9 or 10, characterized in that the installation comprises a fourth membrane separation unit (M4) capable of receiving the third retentate (7) and of supplying a fourth permeate (12) and a fourth retentate (13) and said method comprises in the second step a measurement of the CH4 concentration in the mixture of the third permeate and the fourth permeate. Procédé de commande selon l'une des revendications 9 à 11, caractérisé en ce que le flux gazeux d'alimentation est du biogaz.Control method according to one of Claims 9 to 11, characterized in that the gaseous feed stream is biogas. Procédé de commande selon l'une des revendications 9 à 12, caractérisé en ce que les étapes de comparaison, les étapes de détermination de valeurs consignes et les étapes d'ajustement sont réalisées manuellement.Control method according to one of Claims 9 to 12, characterized in that the comparison steps, the setpoint value determination steps and the adjustment steps are carried out manually. Procédé selon l'une des revendications 9 à 13, caractérisé en ce que les étapes de comparaison, les étapes de détermination de valeurs consignes et les étapes d'ajustement sont réalisées automatiquement par des moyens de transmission de données et de traitement de données.Method according to one of Claims 9 to 13, characterized in that the steps of comparison, the steps of determining setpoint values and the steps of adjustment are carried out automatically by data transmission and data processing means.
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WO2014075850A1 (en) * 2012-11-14 2014-05-22 Evonik Fibres Gmbh Control of gas composition of a gas separation system having membranes
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